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1、新能源比例提升需要特高压解决大规模、长距离能源外送。电源侧的新能源替代造成了电力系统电源与负荷时间、空间维度的一定程度错配，时间上供需不平衡主要由各类储能解决，空间分布上的调度，则需要依托大规模、远距离输电走廊来配合实现。我国风电、光伏、水电等新能源电源分布远离负荷中心，此前部分项目曾由于输出通道配套滞后，就地消纳能力有限而造成弃电。考虑未来北部、西北部大规模风电、西部和北部超大规模光伏电站等在未来将仍保持快速的发展节奏，新能源电力的外送问题仍是需要关注和解决的问题，随着电源侧的结构转型或将推动“西电东送”将由此前主要满足水电、煤电的大容量远距离外送，逐步转变为水电、风电、光伏及火电打捆外送并
2、重的模式。高压互联，发挥大电网优化配置资源功能。大电网在系统稳定性、调度裕度上更具优势，能够实现更大范围内电力资源的优化配置。上世纪国内电网处在分区域独立运营的状态，而后通过多项超高压、特高压工程先后实现了东北、华北、华中等电网片区的互联互通。未来柔性直流等在控制灵活性上更具优越性，将在电网异步互联发挥重要作用，区域电网间的联系更加灵活紧密。2020 年我国 22 条特高压线 亿千瓦时，其中可再生能源电量 2441亿千瓦时，同比提升 3.8%，占比 45.9%。国家电网运营的 18 条特高压线亿千瓦时，其中可再生能源电量 1682 亿千瓦时，占输送电
3、量的 37%;南方电网运营的 4条特高压线 亿千瓦时，全部为可再生能源电量。特高压将是电网建设的重点领域。2021 年 3 月国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，提出加大跨区输送清洁能源力度，于十四五期间规划建成 7 回特高压直流，新增输电能力 5600 万千瓦，2025 年，国网经营区跨省跨区输电能力达到 3.0 亿千瓦，输送清洁能源占比达到 50%。2021 年 4 月能源局发布的2021 年能源工作指导意见中也提出“提升输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力受入比重。加快建设陕北湖北、雅中江西等特高压直流输电通道，加快建设白鹤滩江苏、闽粤联网等重点工程，推进
4、白鹤滩浙江特高压直流项目前期工作。进一步完善电网主网架布局和结构，提升省间电力互济能力。”配电网通常指 35kV 及以下电压等级，从输电网、地区电厂取电，就地分配或按电压逐级分配给各类电力用户，扮演电网与终端负荷的衔接功能。近年来城乡居民用电量增速整体较全社会用电总量的增速更快，2020 年达到 6.8%，同期用电总量增速 3.1%，城乡居民用电的高增长拉动配网建设需求。在新型电力系统建设过程中，终端电气化比例提高，负荷额定容量、峰值功率将持续拉升，且配网的角色由单向被动的电能配送向兼顾发电、优化等功能转变，信息化、智能化趋势下，进一步激发配网设备需求。配网系统容量扩张，复杂度提升，GIS 在
5、配电网将大有可为。配电网本身在架构上呈现网络复杂、分布分散、设备数量种类繁多且边界交叉的特征，在配网容量持续扩张、自动化智能化程度提升的趋势下系统复杂度进一步提升，管理控制及优化的难度加大。地理信息系统(GIS)依托计算机软硬件支撑对区位内相关数据进行采集、存储、管理和分析，扮演电力设备信息数据源，支持配电自动化系统、调度系统高效运转，故障情况下配合实现快速故障定位、隔离，同时基于网络架构、运营信息的后台分析提供配网的调度优化支撑，将在配网建设过程中大有可为。配网一二次融合、数字智能化趋势下带来市场增量。2016 年国家电网提出配电设备一二次融合技术方案，由一二次融合解决设备匹配性、兼容性等配合问题，提升安装运维等可靠便捷性，此后配电网 10kV 及 20kV 交流传感器技术条件 、12kV 智能配电柱上开关通用技术条件等相关标准跟进。2019 年国网一二次融合断路器采购数量达到 8万套以上，份额超过传统柱上开关，浙江、福建累计应用规模过万套，山东、陕西、湖北等多个省网同样进展迅速。一二次融合难点在于智能化，意味着技术的突破或更多依赖二次。对先发二次厂商而言，将受益智能开关结构性替代的成长过程，同时融合一次设备后单台套价值量也有望放大收入体量。
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